Породы коллекторы

Оглавление:

Коллекторы нефти и газа

КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА (от cp.-век. лат. соllector — собиратель * а. oil and gas reservoirs; н. Erdol-Erd gasspeichergesteine, Erdol- und Gasspeicher; ф. roches-reservoirs de petrole et de gaz, roches-magasins de petrole et de gaz; и. rocas reservorios de gas у petroleo) — горные породы, способные вмещать жидкие, газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки месторождений. Критериями принадлежности пород к коллекторам нефти и газа служат величины проницаемости и ёмкости, обусловленные развитием пористости, трещиноватости, кавернозности. Величина полезной для нефти и газа ёмкости зависит от содержания остаточной водонефтенасыщенности. Нижние пределы проницаемости и полезной ёмкости определяют промышленную оценку пластов, она зависит от состава флюида и типа коллектора.

Долевое участие пор, каверн и трещин в фильтрации и ёмкости определяет тип коллектора нефти и газа: поровый, трещинный или смешанный. Коллекторами являются породы различного вещественного состава и генезиса: терригенные, карбонатные, глинисто-кремнисто-битуминозные, вулканогенно-осадочные и другие.

Коллекторские свойства терригенных пород зависят от гранулометрического состава, сортированности, окатанности и упаковки обломочных зёрен скелета, количества, состава и типа цемента. Эти параметры обусловливают геометрию порового пространства, определяют величины эффективной пористости, проницаемости, принадлежность пород к различным классам порового типа коллекторов. Минеральный состав глинистой примеси, характер распределения и количество её влияют на фильтрационную способность терригенных пород; увеличение глинистости сопровождается снижением проницаемости.

Коллекторские свойства карбонатных пород определяются первичными условиями седиментации, интенсивностью и направленностью постседиментационных преобразований, за счёт влияния которых развиваются поры, каверны, трещины и крупные полости выщелачивания. Особенности карбонатных пород — ранняя литификация, избирательная растворимость и выщелачивание, склонность к трещинообразованию обусловили большое разнообразие морфологии и генезиса пустот; они проявились в развитии широкого спектра типов коллекторов нефти и газа. Наиболее значительные запасы углеводородов сосредоточены в каверново-поровом и поровом типах.

Вулканогенные и вулканогенно-осадочные коллекторы нефти и газа отличаются характером пустотного пространства, большой ролью трещиноватости, резкой изменчивостью свойств в пределах месторождения. Особенность коллекторов заключается в несоответствии между сравнительно низкими величинами ёмкости, проницаемости и высокими дебитами скважин, вскрывающих залежи в этих породах. Наиболее часто встречаются трещинный и порово-трещинный типы коллекторов.

Глинисто-кремнисто-битуминозные породы отличаются значительной изменчивостью состава, неодинаковой обогащённостью органическим веществом; микрослоистость, развитие субкапиллярных пор и микротрещиноватость обусловливают относительно низкие фильтрационно-ёмкостные свойства. В некоторых разностях пористость достигает 15% при проницаемости в доли миллидарси. Преобладают трещинные и порово-трещинные коллекторы нефти и газа. Промышленная нефтеносность глинисто-кремнисто-битуминозных пород установлена в баженовской (Западная Сибирь) и пиленгской (Сахалин) свитах.

Наиболее значительные запасы углеводородов приурочены к песчаным и карбонатным рифогенным образованиям. Выявление коллекторов нефти и газа проводится комплексом геофизических исследований скважин и анализом лабораторных данных с учётом всей геологической информации по месторождению. При изучении карбонатных коллекторов нефти и газа, кроме традиционных литологических и промыслово-геофизических методов, используют фотокаротаж, ультразвуковой метод, капиллярного насыщения пород люминофорами и другие методы.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Порода-коллектор

Порода-коллектор — пористая осадочная порода, в которой удерживается газ ( нефть); обладает проницаемостью. [1]

Порода-коллектор практически никогда не состоит из одного минерала. Локальный микролазерный анализ на участке кварцевой песчинки дает характерные спектральные линии для алюминия, кремния, калия, кальция, бария, магния и железа. Следовательно, стенки пор, образуемые зернами минералов, обладают различной специфической физико-химической природой. Энергия и характер связи пластовых флюидов с поверхностью пор также различаются. [2]

Порода-коллектор практически никогда не состоит из одного минерала. Локальный микролазерный анализ на участке кварцевой песчинки дает характерные спектральные линии для алюминия, кремнкя, калия, кальция, бария, магния и железа. Следовательно, стенки пор, образуемые зернами минералов, обладают различной специфической физико-химической природой. Энергия и характер связи пластовых флюидов с поверхностью пор также различаются. [3]

Порода-коллектор — пористая или трещиноватая порода, которая может содержать в своих пустотах нефть, газ или воду. [4]

Порода-коллектор , как и всякое другое пористое тело, при пропускании через нее различных жидкостей или газовых смесей частично задерживает ( поглощает) содержащиеся в них вещества. Процесс поглощения имеет сложную природу и обычно состоит из нескольких совместно протекающих процессов, в результате которых могут изменяться состав, состояние и свойства коллектора. Свойство породы-коллектора поглощать из фильтрующихся растворов или газовых смесей содержащиеся в них вещества называется поглотительной, или адсорбционной, способностью. [5]

Порода-коллектор — это порода, которая может собирать в себе что-то полезное, нужное. Однако этого недостаточно, нужно, чтобы нефть и газ ( поскольку в разделе рассматриваются породы-коллекторы нефти и газа) при определенных условиях могли в этой породе перемещаться по системе пустот. [6]

Порода-коллектор , в которой удерживается газ, должна быть пористой и проницаемой. Пористость характеризует емкость породы-коллектора по отношению к флюиду ( нефти или газу), а проницаемость показывает, насколько легко флюид молсет проходить через породу. Чаще всего породы-коллекторы представляют собой проницаемые песчаники или карбонаты, но иногда газ обнаруживается и в упругих ( непроницаемых) пластах. [7]

Палеополость — карбонатная порода-коллектор с очень сложным геологическим строением; представляет собой древние пещеры, соедине нные трещинами. [8]

Истощенный пласт — подземная порода-коллектор , которая не содержит промышленных количеств нефти или газа; используется для хранения природного газа. [9]

Как уже отмечалось выше, порода-коллектор в естественных условиях ее залегания подвержена влиянию двух видов давления: горного, передающего давление вышележащих горных пород и действующего в основном на скелет породы, и пластового, обусловленного давлением насыщающей пласт жидкости, приводящего к всестороннему сжатию зерен породы и компенсирующего часть горного давления. [10]

Структурные ловушки образуются, когда порода-коллектор деформируется или разрушается под действием высокого давления, а также в результате геологических процессов. Складка, направленная вниз, называется синклиналью. Свод или купол — это поднятие горных пород, аналогичное антиклинали. И те и другие образуют приподнятые участки. Такие структуры — первый тип ловушек углеводородов, обнаруженный геологами-разведчиками. Своды и антиклинали обычно асимметричны и вмещают в себя несколько газосодержащих слоев. [11]

Чтобы пласт можно было отнести к продуктивным, порода-коллектор должна иметь промышленные запасы и обеспечивать промышленную нефтегазоотдачу. Удельное содержание полезного ископаемого ( нефти или газа) зависит от многих факторов, и в том числе от пористости породы, а нефтегазоотдача — в первую очередь от проницаемости породы и энергии пласта. [12]

Чтобы пласт можно было отнести к продуктивным, порода-коллектор должна иметь промышленные запасы и обеспечивать промышленную нефтегазоотдачу. Удельное содержание полезного ископаемого ( нефти или газа) зависит от многих факторов, и в том числе от пористости породы, а нефте-газоотдача — в первую очередь от проницаемости породы и энергии пласта. [13]

Такое состояние вполне соответствует условиям в пласте, где порода-коллектор в любой части пласта содержит некоторое количество связанной воды ( как правило, по солевому составу близкой к пластовой), обеспечивающей равновесную с водой влажность гидрофильных породообразующих минералов. Поэтому значения проницаемости при установившейся фильтрации пластовой воды наиболее объективно характеризуют потенциальную проводимость породы-коллектора. Именно это значение проницаемости следует считать за абсолютную проницаемость пласта по жидкости. [14]

Жидкая фаза промывочной жидкости, которая отфильтровывается в пласт-коллектор ( фильтром являются порода-коллектор и глинистая корка на стенках скважины) вследствие разности давления столба жидкости в скважине и пластового давления. [15]

Техническая библиотека

Геологоразведка и геологоразведочное оборудование // Коллекторы и флюидоупоры

Коллекторы — это горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду, и отдавать их при разработке.

Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение.

По литологическому составу коллекторами нефти и газа являются терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), карбонатные (известняки, мел, доломиты), вулканогенно- осадочные и кремнистые породы.

Основные типы коллекторов — терригенные и карбонатные.

Менее значимые коллекторы, связанные с вулканогенно-осадочными, глинистыми и редко-кристаллическими породами.

Терригенные коллекторы занимают 1 е место.

На них приходится доля 58 % мировых запасов нефти и 77 % газа.

К примеру, в Западно-Сибирском бассейне, практически все запасы газа и нефти находятся в терригенных коллекторах.

Литологически, терригенные коллекторы характеризуются гранулометрией — размером зерен.

Размер частиц: крупнозернистых песков — 1-0,25 мм; мелкозернистых песков — 0,25-0,1 мм; алевролитов — 0,1-0,05 мм.

Емкостно-фильтрационные свойства различны.

Пористость составляет 15-20%, проницаемость — 0,1-0,01 (редко 1) квадратных микрометров (мкм2).

Коллекторские свойства определяются структурой порового пространства, межгранулярной пористостью.

Глинистость ухудшает коллекторские свойства.

Карбонатные коллекторы занимают 2 е место.

На них приходится доля 42% запасов нефти и 23% газа.

Главные отличия карбонатных коллекторов от терригенных:

— Наличие, в основном, только 2 х основных породообразующих минерала — кальцита и доломита;

— Фильтрация нефти и газа обусловлена, в основном, трещинами, кавернами.

— Карбонатные коллекторы присутствуют на месторождениях бассейна Персидского залива, нефтегазоносных бассейнов США и Канады, в Прикаспийском бассейне.

Коллекторы, обнаруженные в вулканогенных и вулканогенно-осадочных породах, представлены эффузивными породами (лавами, пемзами) и вулканогенно-осадочными (туфами, туфобрекчиями, туфопесчаниками).

Коллекторские свойства вулканогенных пород связаны часто с вторичным изменением пород, возникновением трещин.

Эти коллекторы слабо изучены.

Глинистые коллекторы кремнистыми, битуминозными глинами верхнего миоцена.

Среди глинистых коллекторов особое место занимают битуминозные глины баженовской свиты в Западной Сибири.

На Салымском, Правдинском и других месторождениях баженовские глины залегают на глубинах 2750 — 3000 м при пластовой температуре 120-128 ºС, имеют мощность 40 м.

Возраст — волжский век и берриас (юра и мел).

Дебит нефти — в интервале 0,06 — 700 м 3 /сутки.

По строению коллекторы делятся на 3 типа — гранулярные, трещиноватые и смешанные.

Гранулярные коллекторы сложены песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов.

Трещиноватые коллекторы сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство образуется системой трещин. Участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые массивы (блоки) пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации.

Трещиноватые коллекторы смешанного типа встречаются чаще всего, поровое пространство включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.

Трещиноватые коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного типа подразделяются на подклассы — трещиновато-пористые, трещиновато-каверновые, трещиновато-карстовые и т.д.

Около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% — к карбонатным отложениям, 1% — к выветренным метаморфическим и изверженным породам, что делает породы осадочного происхождения — основными коллекторами нефти и газа.

Пористость горной породы — наличие в ней пор (пустот), характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

Проницаемость — способность горных пород пропускать флюиды, зависит от размера и конфигурации пор, что обусловлено размером зерен терригенных пород, плотностью укладки и взаимным расположением частиц, составом и типом цемента и др. Очень большое значение для проницаемости имеют трещины.

Непроницаемые породы или флюидоупоры — это породы, которые препятствуют уходу нефти, газа и воды из коллектора.

Они перекрывают коллектор сверху (в ловушках), но могут и замещать коллектор по простиранию, когда, например, глины замещают песчаники вверх по подъему пласта.

Флюидоупоры могут не пропускать жидкость (нефть и воду), могут пропускать газ, который имеет меньшую вязкость.

По литологическому составу флюидоупоры представлены глинистыми, карбонатными, галогенными, сульфатными и смешанными типами пород.

Наилучшие по качеству флюидоупоры — это каменная соль и пластичные глины, так как в них нет трещин.

В каменной соли вследствие её пластичности нет открытых пустот и трещин, каналов фильтрации, поэтому она является прекрасным экраном на пути движения нефти и газа.

Глинистые флюидоупоры наиболее часто встречаются в терригенных нефтегазоносных комплексах.

Экранирующие свойства их зависят от состава минералов, имеющих различную емкость поглощения.

ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке. Основные петрофизические параметры пород-коллекторов: — презентация

Презентация была опубликована год назад пользователемИла Самедова

Похожие презентации

Презентация на тему: » ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке. Основные петрофизические параметры пород-коллекторов:» — Транскрипт:

1 ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке. Основные петрофизические параметры пород-коллекторов: -пористость; -проницаемость

2 ПОРИСТОСТЬ свойство горных пород обладать пустотным пространством. Классификация пустотного пространства по О.К. Баженовой, Ю.К. Бурлину, Б.А. Соколову и В.Е. Ханину (2004 г.) Типы коллекторов Межгранулярные (поровые) Трещинные Каверновые Пустоты порово-трещинныетрещинно-каверновые порытрещиныкаверны Породы обломочные карбонатные изверженные кремнистые глинистые метаморфические

К п.о. > К п.эф.» title=»ПОРИСТОСТЬ Общая пористость К п. = (V всех пор / V породы ) Открытая пористость К п.о. = (V открытых пор / V породы ) Эффективная пористость К п.эф. = (V эф. / V породы ) К п. > К п.о. > К п.эф.» class=»link_thumb»> 3 ПОРИСТОСТЬ Общая пористость К п. = (V всех пор / V породы ) Открытая пористость К п.о. = (V открытых пор / V породы ) Эффективная пористость К п.эф. = (V эф. / V породы ) К п. > К п.о. > К п.эф. К п.о. > К п.эф.»> К п.о. > К п.эф.»> К п.о. > К п.эф.» title=»ПОРИСТОСТЬ Общая пористость К п. = (V всех пор / V породы ) Открытая пористость К п.о. = (V открытых пор / V породы ) Эффективная пористость К п.эф. = (V эф. / V породы ) К п. > К п.о. > К п.эф.»>

4 ПОРИСТОСТЬ Укладка зерен Отсортированность Форма зерен

6 Слабопроницаемые породы, препятствующие рассеиванию углеводородов. 1. Литологический состав; 2. Площадь распространения; 3. Фильтрационные свойства; 4. Мощность слабопроницаемых отложений ПОРОДЫ-ФЛЮИДОУПОРЫ

7 ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ естественные вместилища для нефти, газа и воды, внутри которых они могут циркулировать, и форма которых обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохо проницаемыми породами И.О. Брод

8 КЛАССИФИКАЦИЯ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ по И.О. Броду и Н.А. Еременко Тип природного резервуара Стратиграфическая приуроченность коллекторов Направление движения жидкостей и газов Возможная максимальная роль энергии, аккумулированной в нефти и газе, по отношению ко всей энергии резервуара Пластовый Выдерживается По напластованию Незначительная Массивный Не выдерживается По вертикали Значительная Литологически ограниченный со всех сторон Выдерживается Локально, ограниченно Основная

9 ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ ПЛАСТОВЫЕ Тип природного резервуара Стратиграфическая приуроченность коллекторов Направление движения жидкостей и газов Возможная максимальная роль энергии, аккумулированной в нефти и газе, по отношению ко всей энергии резервуара Пластовый Выдерживается По напластованию Незначительная 1 – порода-флюидоупор; 2 – порода-коллектор

10 ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ МАССИВНЫЕ Тип природного резервуара Стратиграфическая приуроченность коллекторов Направление движения жидкостей и газов Возможная максимальная роль энергии, аккумулированной в нефти и газе, по отношению ко всей энергии резервуара Массивный Не выдерживается По вертикали Значительная однородный неоднородный 1 – порода-флюидоупор; 2 – порода-коллектор; 3 – размыв

11 ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ ЛИТОЛОГИЧЕСКИ ОГРАНИЧЕННЫЕ Тип природного резервуара Стратиграфическая приуроченность коллекторов Направление движения жидкостей и газов Возможная максимальная роль энергии, аккумулированной в нефти и газе, по отношению ко всей энергии резервуара Литологически ограниченный со всех сторон Выдерживается Локально, ограниченно Основная 1 – порода-флюидоупор; 2 – порода-коллектор

12 ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ СМЕШАННЫЕ А – пластово-массивный, Б – массивно-литологическийй, В – пластово-литологическийй

13 ЛОВУШКИ НЕФТИ И ГАЗА часть природного резервуара, в которой благодаря структурному порогу, стратиграфическому или литологическому экрану, или другим барьерам возможна аккумуляция нефти и газа. Типы ловушек: -структурный; -стратиграфический экранированный; -литологический ограниченный

14 ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА естественное локальное единичное скопление нефти и (или) газа в ловушке.

15 ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА Классификация залежей нефти и газа (А.А. Бакиров) Класс ГруппаПодгруппа Структурные Залежи антиклинальных структур Сводовые Тектонически экранированные Приконтактные Висячие Залежи моноклиналей Экранированные разрывными нарушениями Связанные с флексорными образованиями Связанные со структурными носами Залежи синклинальных структур Рифогенные Связанные с рифовыми массивами Литологические Литологически экранированные Приуроченные к участкам выклинивания коллекторов Приуроченные к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми Экранированные асфальтом или битумом Литологически ограниченные Приуроченные к песчаным образованиям русел палеорек Приуроченные к прибрежно-песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров Линзовыидные Стратиграфические Залежи в коллекторах, срезанных эрозией и перекрытых непроницаемыми породами Связанные со стратиграфическими несогласиями на тектонических структурах Связанные со стратиграфическими несогласиями, приуроченными к эродированной поверхности погребенных останцев палеорельефа или выступов кристаллического фундамента

16 СТРУКТУРНЫЙ КЛАСС ЗАЛЕЖЕЙ АНТИКЛИНАЛЬНЫХ СТРУКТУР Сводовые: -ненарушенного строения -с тектоническим нарушением -осложненные вулканогенным образованием -с соляным штоком

17 СТРУКТУРНЫЙ КЛАСС ЗАЛЕЖЕЙ АНТИКЛИНАЛЬНЫХ СТРУКТУР Висячие: -ненарушенного строения -осложненные разрывными нарушениями -осложненные вулканогенным образованием

18 СТРУКТУРНЫЙ КЛАСС ЗАЛЕЖЕЙ АНТИКЛИНАЛЬНЫХ СТРУКТУР Приконтактные: -с соляным штоком -с вулканогенными образованиями -с диапировым ядром или образованием грязевого вулканизма

19 СТРУКТУРНЫЙ КЛАСС ЗАЛЕЖЕЙ АНТИКЛИНАЛЬНЫХ СТРУКТУР Тектонически-экранированные: -присбросовая / привзбросовая -осложненная диапиризмом или грязевым вулканизмом -осложненная солянокупольной структурой -поднадвиговая

20 СТРУКТУРНЫЙ КЛАСС ЗАЛЕЖЕЙ МОНОКЛИНАЛЬНЫХ СТРУКТУР Экранированные разрывными нарушениями: Приуроченные к флексорным осложнениям: Осложненные структурными носами:

21 СТРУКТУРНЫЙ КЛАСС ЗАЛЕЖЕЙ СИНКЛИНАЛЬНЫХ СТРУКТУР

22 РИФОГЕННЫЙ КЛАСС ЗАЛЕЖЕЙ СВЯЗАННЫЕ С РИФОВЫМИ МАССИВАМИ Образованные в одиночном рифовом массиве: Образованные в группе рифовых массивов:

23 ЛИТОЛОГИЧЕСКИЙ КЛАСС ЗАЛЕЖЕЙ ЛИТОЛОГИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННЫЕ Приуроченные к участкам выклинивания пласта- коллектора: Приуроченные к местам замещения проницаемых пород непроницаемыми

24 ЛИТОЛОГИЧЕСКИЙ КЛАСС ЗАЛЕЖЕЙ ЛИТОЛОГИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННЫЕ Экранированные асфальтом или битумом:

25 ЛИТОЛОГИЧЕСКИЙ КЛАСС ЗАЛЕЖЕЙ ЛИТОЛОГИЧЕСКИ ОГРАНИЧЕННЫЕ Приуроченные к линзам песчаных пород в слабопроницаемых отложениях: Приуроченные к прибрежным образованиям ископаемых баров:

26 ЛИТОЛОГИЧЕСКИЙ КЛАСС ЗАЛЕЖЕЙ ЛИТОЛОГИЧЕСКИ ОГРАНИЧЕННЫЕ Приуроченные к песчаным образованиям палеорек:

27 СТРАТИГРАФИЧЕСКИЙ КЛАСС ЗАЛЕЖЕЙ ЗАЛЕЖИ В КОЛЛЕКТОРАХ, СРЕЗАННЫХ ЭРОЗИЕЙ И ПЕРЕКРЫТЫХ НЕПРОНИЦАЕМЫМИ ПОРОДАМИ Связанные со стратиграфическими несогласиями на тектонических структурах:

28 СТРАТИГРАФИЧЕСКИЙ КЛАСС ЗАЛЕЖЕЙ ЗАЛЕЖИ В КОЛЛЕКТОРАХ, СРЕЗАННЫХ ЭРОЗИЕЙ И ПЕРЕКРЫТЫХ НЕПРОНИЦАЕМЫМИ ПОРОДАМИ Связанные со стратиграфическими несогласиями, приуроченными к эродированной поверхности погребенных останцев палеорельефа или выступов кристаллического фундамента:

29 ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА Классификация залежей по фазовому составу углеводородов: а – газовые, б – нефтяные с газовой шапкой, в – нефтегазовые, г – газовые с нефтяной оторочкой, д – нефтяные, е – газоконденсатные. Условные обозначения: 1 – газ, 2 – газовый конденсат, 3 – нефть, 4 – вода

Породы-коллекторы, их свойства и классификация

Породы-коллекторы – породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ, воду и отдавать их при разработке. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), так и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы. Нетрадиционные коллектора – вулканогенные, метаморфические, магматические и интрузивные породы.(Белый тигр)

Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), тре­щинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы). Основными показателями коллекторских свойств горных пород является пористость и проницаемость. (Общая пористость – сумма объема всех открытых и закрытых каверн,пот, трещин. Открытая пористость – суммарный объем всех сообщающихся между собой пустот, заполненных флюидом.) Если породы-коллекторы не имеют трещин и каверн и открытая пористость

(Проницаемость- определяет пропускаемость пород и нефтеотдачу)

Классификация: Пористость незначительная эффективная пористость 0-5%, малая пористость 5-10%, достаточная пористость 10-15%, хорошая пористость 15-20%, отличная пористость 20-25%. Проницаемость: слабая 1-10 мДарси, хорошая 1-100 мДарси, отличная 100-1000 мДарси.

24.Природные резервуары нефти и газа, их классификация.

ПР- естественное вместилище нефти, газа, воды, внутри которого они могут циркулировать, и форма которого обусловлена соотношением породы-коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами-покрышками.

— Пластовый у которого толщина (метры, первые десятки метров) намного меньше, чем площадь распространения (сотни квадратных километров). Коллектор в нем ограничен непроницаемой породой и в кровле, и в подошве. Основная циркуляция флюидов в ней происходит вдоль пласта. Гидродинамический потенциал таких резервуаров очень велик, а при отборе флюидов в нескольких локальных участках пластовые давления восстанавливаются достаточно быстро.

— Массивный такой, у которого размер по разным направлениям примерно сопоставим. Обычно, это рифовые массивы, или подобные им выступовые тела. Размеры их от десятков метров до десятков километров. Циркуляция флюидов происходит в разных направлениях. Основное экранирующее значение имеет перекрытие плохо проницаемыми породами сверху.

— Литологически ограниченный – проницаемые породы окружены со всех сторон плохо проницаемыми. Имеет небольшое распространение в виде линзовидных тел, движение флюидов ограничено малыми размерами самого резервуара.

— Пластово-массивный – чередование пород-коллеторов с непроницаемыми породами. Сообщаемость происходит через зоны выклинивания, через зоны трещиноватости. Миграция боковая и вертикальная.

— Массивно-литологический (рифовый массив) – характерна внутренняя неоднородность в распределение коллекторов и непроницаемых пород. Вертикальная миграция.

— Пластово-литологический – выклинивание пласта. Боковая миграция.

Lithology.Ru — Литология.РФ : Литология академическая, прикладная и прочая

Вход для пользователей

Породы-коллекторы: Свойства, петрографические признаки, классификации: Учебно-методическое пособие

Санкт-Петербургский государственный университет

Свойства, петрографические признаки, классификации

Рецензент: канд. геол.-минер. наук Л. П. Гмид (ВНИГРИ)

Печатается по постановлению

С.-Петербургского государственного университета

Т81 Породы-коллекторы: Свойства, петрографические признаки,

классификации: Учебно-методич. пособие. — СПб., 2004. — 36 с.

Даны общие представления об осадочных породах-коллекторах. Рассмотрены петрографические признаки терригенных и карбонатных пород, определяющие их пустотно-фильтрационное пространство. Приводятся общие и оценочные классификации, а также схема петрографического описания.

Пособие отражает соответствующие разделы курса «Нефтегазовая литология» и предназначено для студентов геологического факультета, обучающихся по специальностям «геология нефти и газа», «литология».

© М. А. Тугарова, 2004

© С.-Петербургский гос. университет, 2004

Геология нефти и газа изучает важнейшие полезные ископаемые, генетически и пространственно связанные с осадочными породами. Отсюда вытекает приоритетное значение литологии в нефтяной и газовой геологии. В подавляющем большинстве именно осадочные породы являются коллекторами нефти и газа, и литологические свойства этих пород предопределяют возможность накапливать углеводороды (УВ) и отдавать их в процессе разработки. Геометрия фильтрационно-емкостного пространства пород-коллекторов определяется прежде всего их структурой, текстурой, компонентным и минеральным составом, поэтому петрографические признаки пород и их генетическое истолкование являются важными элементами исследований в нефтегазовой литологии.

Петрографические методы традиционно остаются самыми массовыми при характеристике пород-коллекторов и позволяют не только определять их вещественно-структурные признаки, но и оценивать пористость и проницаемость. Петрографические исследования дают возможность определить седиментационные и эпигенетические процессы формирования породы, количественно охарактеризовать пористость, а иногда и проницаемость коллектора, выделить пласты пород, характеризующиеся наилучшими фильтрационно-емкостными характеристиками, отобрать представительную коллекцию образцов пород для дальнейших детальных исследований.

На основе петрографических наблюдений проводится типизация пустотного пространства коллекторов, оценка микротрещиноватости, общее и оценочно-генетическое классифицирование.

Коллекторы нефти и газа — горные породы, которые обладают емкостью, достаточной для того, чтобы вмещать УВ разного фазового состояния (нефть, газ, газоконденсат), и проницаемостью, позволяющей отдавать их в процессе разработки. Среди коллекторов нефти и газа преобладают осадочные породы. В природных условиях залежи нефти и газа чаще всего приурочены к терригенным и карбонатным отложениям, в других осадочных толщах они встречаются значительно реже. Магматические и метаморфические породы не являются типичными коллекторами. Нахождение в этих породах нефти и газа — это следствие миграции углеводородов в выветрелую часть породы, где в результате химических процессов выветривания, а также под воздействием тектонических процессов могли образоваться вторичные поры и трещины.

Нефтяные и газовые месторождения на земном шаре встречаются в разных районах, в границах различных геоструктурных элементов. Они известны как в геосинклинальных, так и в платформенных областях и предгорных прогибах.

Скопления нефти и газа установлены в отложениях всех возрастов, начиная от кембрия и кончая верхним плиоценом. Кроме того, известны скопления нефти и газа как в более древних докембрийских, так и в более молодых четвертичных отложениях. Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла на территории бывшего СССР приходится на отложения каменноугольного (29 %), девонского (19 %) и неогенового (18 %) возраста.

По разным оценкам запасы нефти распределяются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках — от 60 до 80 %; в известняках и доломитах — от 20 до 40 %; в трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах — около 1 %. В странах Ближнего и Среднего Востока разрабатываются главным образом карбонатные коллекторы мезозойского возраста. На территории бывшего Советского Союза более 70 % нефтяных и газовых залежей приурочены к терригенным породам-коллекторам.

1.2. Основные признаки пород-коллекторов

К основным признакам, характеризующим качество коллектора, относятся пористость, проницаемость, плотность, насыщение пор флюидами (водо-, нефте- и газонасыщенность), смачиваемость, пьезопроводность, упругие силы пласта. Совокупность этих признаков, выраженных количественно, определяет коллекторские свойства породы.

Пористость — совокупность всех пор независимо от их формы, размера, связи друг с другом. Понятие пористости соответствует полной пористости породы и численно выражается через коэффициент пористости:

Открытая пористость — совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая отношению объема сообщающихся пор к объему породы.

Эффективная пористость — совокупность пор, через которые может осуществляться миграция данного флюида. Она зависит от количественного соотношения между флюидами, физических свойств данного флюида, самой породы. По А. А. Ханину (1969), эффективная пористость — объем поровой системы, способной вместить нефть и газ с учетом остаточной водонасыщенности.

Наиболее высокие значения характерны для полной пористости, затем открытой и минимальные для эффективной пористости.

Полная пористость может быть открытой в песках и слабо уплотненных песчаниках. С увеличением глубины залегания открытая пористость снижается интенсивнее, чем полная. Величина полной пористости колеблется от долей процента до десятков процентов.

По генезису поры могут быть первичными и вторичными. Первичные поры между обломочными зернами называются межзерновыми, внутри органических остатков — внутриформенными. Вторичные поры — трещины и каверны.

Размеры порового пространства — от долей микрометров до десятков метров. В обломочных породах — песчаных и алевритовых — размер пор обычно меньше 1 мм. По размеру выделяются поры сверхкапиллярные > 0,1 мм; капиллярные 0,0002-0,1 мм; субкапиллярные 100 мм.

Склонность породы к растрескиванию характеризуется ее пластичностью. Пластичность — способность твердого тела под действием механических напряжений изменять свою форму без нарушения связей между составляющими частями. Коэффициент пластичности (Кпл) — отношение всей работы, затраченной на разрушение образца, к работе, затраченной на пластическую деформацию. Коэффициент пластичности меняется от 1 до бесконечности (?). По степени пластичности выделяются три группы пород (табл. 1).

Таблица 1. Группы пород по степени пластичности

Большинство осадочных пород

Трещины в породах бывают открытые и закрытые (за счет вторичного смыкания и минерализации). Вследствие тектонических процессов образуются системы трещин, ориентированных в определенной плоскости. Если вдоль трещин не происходит смещение пород или оно незначительно, то система трещин называется трещиноватостью. В одном пласте может быть несколько систем трещин, обычно разновозрастных.

Практический интерес представляют только открытые трещины, по которым может осуществляться миграция УВ. Обычно трещинная пористость составляет 2-3 %, иногда до 6 %.

При характеристике трещин различают густоту, плотность и раскрытость трещин. Густота трещин — количество трещин на 1 м длины в направлении, перпендикулярном простиранию трещин. Плотность трещин — густота трещин на 1 м 2 площади. Если в пласте одна система трещин, то величина плотности соответствует густоте. Раскрытость трещин — расстояние между стенками трещин.

Трещинные поры разделяются по степени раскрытости. По К. И. Багринцевой (1977), трещины подразделяются на очень узкие (0,001-0,01 мм), узкие (0,01-0,05 мм), широкие (0,05-0,1 мм), очень широкие (0,1-0,5 мм) и макротрещины (> 0,5 мм). Е. М. Смехов (1974) предлагал различать микротрещины ( 0,1 мм).

Особую значимость приобретает характеристика трещин в коллекторах сложного типа, которым свойственно наличие нескольких видов пористости. В табл. 2 приводится генетическая классификация трещин ВНИГРИ (Методические рекомендации. 1989).

Проницаемость — способность горных пород пропускать сквозь себя жидкость или газ. Пути миграции флюидов — поры, каверны, соединяющиеся каналами, трещины. Чем крупнее пустоты, тем выше проницаемость. Для оценки проницаемости обычно используется линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости. Закон Дарси применим при условии фильтрации однородной жидкости, при отсутствии адсорбции и других взаимодействий между флюидом и горной породой. Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости (Кпр):

где Q — объем расхода жидкости в единицу времени; D р — перепад давления; L — длина пористой среды; F — площадь поперечного сечения элемента пласта; m — вязкость жидкости. Выразив величины, входящие в приведенное выше уравнение, в системе единиц СИ, получим: Q = м 3 / с; D р = Н/ м 2 ; L = м; F = м 2 ; m = Н?с/ м 2 ; Кпр = м 2 . Единица проницаемости в системе СИ соответствует расходу жидкости 1м 3 /с при фильтрации ее через пористый образец горной породы длиной 1м, площадью поперечного сечения 1 м 2 при вязкости жидкости н?с/м 2 при перепаде давления 1н/м 2 .

Практической единицей измерения проницаемости является дарси. 1 дарси — проницаемость пористой системы, через которую фильтруется жидкость с вязкостью 1 сантипуаз (сП), полностью насыщающая пустоты среды, со скоростью 1 см 3 /с при градиенте давления 1 атм (760 мм) и площади пористой среды 1 см 2 . 1 дарси = 0,981 ? 10 -12 м2 .

Различают несколько видов проницаемости.

Абсолютная проницаемость — это проницаемость горной породы применительно к однородному флюиду, не вступающему с ней во взаимодействие, при условии полного заполнения флюидом пор среды. Абсолютная проницаемость измеряется в сухой породе при пропускании через последнюю сухого инертного газа (азота, гелия).

В природе не встречаются породы, не заполненные флюидами (различными газами, жидкими углеводородами, водой и т.д.). Обычно поровое пространство содержит в различных количествах воду, газ и нефть (в залежах). Каждый из флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Поэтому редко можно говорить об абсолютной проницаемости в природных условиях.

Эффективная (фазовая) проницаемость — проницаемость горной породы для данного жидкого (или газообразного) флюида при наличии в поровом пространстве газов (или жидкостей). Этот вид проницаемости зависит не только от морфологии пустотного пространства и его размеров, но и от количественных соотношений между флюидами.

Относительная проницаемость — отношение эффективной проницаемости к абсолютной. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом.

Все породы в той или иной мере проницаемы. Все породы по своим свойствам являются анизотропными, следовательно, и проницаемость в пласте по разным направлениям будет различной. В обломочных породах Кпр по наслоению выше, чем в направлении, перпендикулярном наслоению. В трещиноватых породах по направлению трещин проницаемость может быть очень высокой, а вкрест простиранию трещин может практически отсутствовать.

Максимальны значения проницаемости для трещинных пород. Наиболее распространенное значение Кпр для промышленно продуктивных пластов от 1·10 -15 до 1·10 -12 м2 . Проницаемость более 1·10 -12 м2 является очень высокой, характерна для песков, песчаников до глубин 1,5-2 км и трещинных карбонатных пород.

Плотность породы — отношение массы породы (г) к ее объему (см 3 ). Плотность зависит от плотности твердой, жидкой и газообразной фаз, структурно-текстурных признаков породы, а также от пористости.

Различные литологические типы пород с глубиной уплотняются по-разному. Кd — коэффициент уплотнения породы, представляющий собой отношение плотности породы (dп) к плотности твердой фазы или минералогической плотности (dт). Коэффициент уплотнения — безразмерная величина, показывающая, во сколько раз плотность породы меньше плотности ее твердой фазы. По мере уплотнения dп®dт, а Кd®1. Коэффициент уплотнения связан с величиной полной пористости соотношением Кs = 1-Кп. Глинистые породы достигают Кd = 0,80-0,85 к глубине 1,5-2 км, затем темп уплотнения понижается. Песчаные и алевритовые породы достигают Кd = 0,90-0,95 к глубинам 3,5-5 км. Быстро уплотняются хемогенные известняки, для которых уже на глубине 0,5-1 км Кd = 0,95-0,97.

Насыщенность пор флюидами — заполнение порового пространства пород-коллекторов жидкими и/или газовыми фазами. В зависимости от флюида-заполнителя выделяются водо-, нефте- и газонасыщенность; выражаются в процентах.

Водонасыщенность — степень заполнения порового (пустотного) пространства водой. Вода в породе может быть свободная и связанная. Свободная вода перемещается в поровом пространстве при формировании скоплений УВ и может полностью или частично вытесняться, связанная — остается. Физически связанная вода зафиксирована в породе вследствие проявления молекулярных сил (сорбция), химически связанная находится в структуре минералов (например гипс). С точки зрения водонасыщенности представляют интерес свободная и физически связанная вода — та и другая занимают пустотное пространство пород.

Количество воды в породе после заполнения последней флюидом является ее остаточной водонасыщенностью. Содержание остаточной воды тем выше, чем более дисперсна порода. Например, в уплотненных мелкозернистых песчаниках остаточная водонасыщенность составляет 10-30 %, а в глинистых алевролитах — 70-75 %. При подготовке исходных данных для подсчета запасов нефти и газа из величины средней пористости пород продуктивного пласта необходимо вычесть содержание остаточной воды.

Нефте- и газонасыщенность — степень заполнения порового пространства породы соответственно нефтью или газом.

Смачиваемость — способность породы смачиваться жидкостью. В нефтяной геологии представляет интерес смачиваемость минеральных фаз водой и нефтью. Выделяются гидрофильные и гидрофобные минералы. Гидрофильные минералы способствуют повышению доли остаточной воды по отношению к нефти. По отношению к нефти также выделяются смачиваемые ею минеральные фазы, которые способствуют понижению нефтеотдачи.

Пьезопроводность — способность среды передавать давление. В случае несжимаемости среды процесс перераспределения давления происходит мгновенно. В нефтяном пласте, который характеризуется значительным проявлением упругих сил, перераспределение давления, вызванное эксплуатацией пласта, может длиться очень долго. Скорость передачи давления характеризуется коэффициентом пьезопроводности (?, см 2 /с):

где Кпр — коэффициент проницаемости, дарси; m — вязкость жидкости в пластовых условиях, сП; m — коэффициент пористости породы, доли ед.; bж — коэффициент сжимаемости жидкости, 1/атм; bп — коэффициент сжимаемости породы, 1/атм.

Упругие силы пласта — силы упругости породы. Степень упругости определяется коэффициентом объемного упругого расширения (коэффициент сжимаемости), показывающим, на какую часть от своего первоначального объема изменяется объем жидкости или горной породы при изменении давления на 1 атм:

bнефти = (7 — 140) ? 10 -5 1/атм; bпесчан. = (1,4 — 1,7) ? 10 -5 1/атм.

2. ПЕТРОГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

2.1. Схема петрографического изучения

Петрографический метод изучения коллекторов является наиболее доступным, следовательно, и массовым при изучении литологических, в том числе и коллекторских свойств пород. Помимо стандартного описания породы метод позволяет оценивать структуру и генезис порового пространства, а также трещиноватость пород. Количественную оценку параметров пористости и трещиноватости породы-коллектора рекомендуется проводить по «методу больших шлифов» ВНИГРИ (Методические рекомендации. 1989).

Исследования проводятся на поляризационных микроскопах, более достоверные количественные показатели пористости и трещиноватости достигаются при описании шлифов нестандартных размеров (площадью 1000 мм 2 и более).

При петрографическом изучении шлифов определяются следующие характеристики:

1. Вещественный состав и структура породы.

2. Микротекстура породы.

3. Совокупность вторичных процессов и их очередность.

4. Количественная оценка степени преобразованности породы вторичными процессами, каждым в отдельности и в совокупности (перекристаллизация, доломитизация, кальцитизация, сульфатизация, окремнение); количественный подсчет вторичных процессов производится с применением окуляр-микрометра. Интенсивность проявления процесса оценивается площадью шлифа, захваченной этим процессом, и выражается в процентах от общей площади шлифа.

5. Мера влияния вторичных процессов на коллекторские свойства породы. При подсчете пористости, связанной с определенным процессом, в числителе указывается суммарная площадь пор данного генезиса, в знаменателе — суммарная площадь шлифа, захваченного этим процессом.

6. Поровое пространство породы; осуществляется дифференцированный и суммарный подсчет пористости.

Для получения параметров пористости замеряется количественное соотношение в шлифе породы зерен, цемента и пустотного пространства. Полная пористость определяется по отношению площади пор к площади шлифа (%). Коэффициент заполнения цементом рассчитывается по следующей формуле:

где Кз — коэффициент заполнения, Sц — площадь цемента, Sп — площадь пор.

7. Характеристика трещин и их параметры. Для получения параметров трещиноватости замеряются площадь шлифа, длина следов трещин, раскрытость трещин.

Площадь шлифа (S) определяется измерительной линейкой или палеткой, длина (l) и ширина трещин (b) — с помощью линейного окуляр-микрометра. За расчетную величину раскрытости трещины принимается наиболее часто встречаемое значение при измерениях в различных ее частях. По данным замеров в шлифах ширины трещин (мкм), их суммарной длины (мм) и площади шлифа (мм 2 ) производится подсчет параметров трещиноватости.

7.1. Трещинная проницаемость (Кт), 1 ? 10 -3 мкм 2 :

В зависимости от геометрии систем трещин в формулу проницаемости вводится соответствующий коэффициент (А):

  • 1) при одной системе горизонтальных (по отношению к слоистости) трещин 3,42 ? 10 6 ;
  • 2) при двух взаимно перпендикулярных системах вертикальных трещин 1,71 ? 10 6 ;
  • 3) при трех взаимно перпендикулярных системах 2,28 ? 10 6 ;

    4) в случае хаотического расположения трещин 1,71 ? 10 6 .

    7.3. Объемная плотность трещин (Т), 1/м:

    Рассчитанные величины трещинной пористости, трещинной проницаемости и объемной плотности трещин характеризуют трещиноватость пород данного разреза, участка разреза или определенной литологической разности пород. Кроме того, в описании следует указывать открытость или залеченность (заполненность) пустотного пространства битумом или минеральным веществом. С учетом петрофизических параметров дается определение типа коллектора.

    2.2. Петрографические признаки терригенных

    Для терригенных коллекторов основным показателем их класса служит гранулометрический состав, форма и характер поверхности слагающих породу зерен. Минеральный состав и структурно-текстурные особенности являются результатом динамики и физико-географической обстановки осадконакопления. Одновременно с заложением седиментационных структур и текстур терригенных пород происходит и формирование первичной (седиментационной) пористости. Структура — строение породы, обусловленное величиной, формой зерен, степенью цементации. Текстура — характер взаимного расположения компонентов породы и их пространственная ориентация. Поровое пространство является компонентом структурно-текстурного облика породы. Поры, сформированные на этапе седиментогенеза, называются первичными, или седиментационными. Пустотное пространство, образованное в постседиментационные стадии, считается вторичным, или эпигенетическим.

    К петрографическим признакам, контролирующим первичную пористость, относятся:

  • 1) размер зерен;
  • 2) сортированность;
  • 3) форма зерен (степень изометричности);
  • 4) округленность зерен;
  • 5) характер упаковки;
  • 6) минеральный состав.
  • К петрографическим признакам, определяющим вторичную (эпигенетическую) пористость, относятся:

  • 1) эпигенетические (наложенные) текстуры;
  • 2) характеристика обломочных зерен: вторичные изменения (регенерация, растворение, перекристаллизация зерен), число контактов с соседними зернами, тип их сочленения (касательные, конформные, инкорпорационные и т. д.);
  • 3) цемент: тип цементации (базальный, поровый, открыто-поро-вый, пленочный);
  • 4) структура цемента (тонкозернистый, пойкилитовый, крустификационный и др.);
  • 5) типы пористости, связанные с вторичным преобразованием цемента (поры выщелачивания, перекристаллизации, трещинные поры и др.).

Рассмотрим значение перечисленных факторов в формировании терригенной породы-коллектора.

Размер зерен. Теоретически пористость не зависит от размера зерен. Так, например, К. Слихтер (1899) указывал, что значения теоретической пористости не зависят от величины зерен, а изменяются только в зависимости от плотности их укладки. Это утверждение справедливо в том случае, когда зерна имеют идеальную сферическую форму и одинаковый размер. Если размер зерен породы различен, то более мелкие частицы занимают поровое пространство, образованное более крупными, с уменьшением величины пористости.

По экспериментальным данным в хорошо отсортированных песках пористость уменьшается с увеличением размера зерен. В ряде случаев, например для речных песков, наблюдается обратная зависимость (Селли, 1981). По-видимому, это обусловлено характером упаковки зерен, т.е. их текстурными признаками.

В. Энгельгардт (1964) приводит примеры значений пористости современных осадков Северного моря и Калифорнийского берега в зависимости от медианного размера зерен. Пробы взяты на глубинах моря от 3 до 30 м. Осадки Северного моря с медианным размером зерен 120 и 240 мкм имеют пористость, равную 40 и 44 %. Для калифорнийских песков с медианным диаметром зерен 200-700 мкм пористость составила от 38 до 45 %. При меньшем медианном диаметре зерен пористость осадков значительно возрастает.

Пористость песчаников, алевролитов и глин может быть одинакова, но неравноценна с точки зрения коллекторских свойств осадочных образований. Песчано-алевритовые породы будут являться коллекторами нефти и газа, тогда как глины при той же пористости практически непроницаемы.

Проницаемость увеличивается с увеличением размера зерен. В более тонкозернистых осадках каналы между порами тоньше, следовательно, и более высокое капиллярное воздействие.

Сортированность. Пористость увеличивается с ростом степени отсортированности зернистого материала. Проницаемость коллектора также возрастает с увеличением степени отсортированности породы. Объяснением этому, по-видимому, служит то, что более мелкие частицы (матрикс) закупоривают поровое пространство породы, а песчаный материал, складываясь в определенные упаковки, оставляет свободное емкостное пространство.

Форма и округленность. Угловатые, неправильной формы зерна могут укладываться или более плотно, или более рыхло, чем сферические. В связи с этим породы будут характеризоваться меньшей или большей пористостью по сравнению с породами, сложенными сферическими зернами. При наименьшей пористости зерна должны иметь угловатую форму и в укладке их должно быть соблюдено смещение поверхностей. В природных условиях довольно часто наблюдается сравнительно рыхлая укладка зерен, обладающих неправильной, угловатой формой, что отражается на величине пористости.

Г. Фразер (1935) изучал влияние формы зерен на пористость. Опыты показали, что при упаковке неокругленных зерен одинаковой размерности пористость больше, чем пористость при упаковке шарообразных зерен. Самая низкая пористость (35-38 %) получена в случае с шарами и шаровидными песчаными зернами. Более высокую пористость имеет смесь раздробленного кварца (41 %), зерен кальцита (41 %) и каменной соли (43 %). Наибольшая пористость получена при упаковке слюд пластинчатой формы (86 %).

В. Энгельгардт (1964) указывал, что пористость естественных песков тем больше, чем резче форма их зерен отличается от шарообразной. Принимая во внимание эти данные, следует понимать, что на-ряду со степенью сферичности и окатанности (угловатости) зерен необходимо учитывать степень сортированности осадка, тем более что частицы, имеющие угловатую форму, формируются в результате относительно короткого геологического времени, подвергаясь минимальной обработке, и в силу этих же причин, как правило, обладают низкой степенью сортированности. Наличие же мелких частиц наряду с крупными приводит к закупорке порового пространства и соответственно к формированию породы с низкими коллекторскими свойствами. Таким образом, форма зерен в сочетании с их величиной и степенью сортированности является важнейшим фактором, от которого зависит пористость терригенных пород.

Упаковка зерен. Теоретическая пористость агрегатов, составленных из сфер одинакового диаметра, в зависимости от укладки (ромбоэдрическая или кубическая) может колебаться от 26 до 48 %. Эти пределы хорошо согласуются с пределами пористости песков, большинство которых при естественном залегании имеет пористость от 30 до 50 %.

Минеральный состав. На фильтрационные параметры коллекторов существенное влияние оказывает помимо структурно-текстурных признаков минеральный состав как зерновой, так и цементирующей части породы.

Экспериментальные работы по изучению влияния минерального состава зерновых (аллотигенных) компонентов на проницаемость обломочных пород-коллекторов впервые осуществлены П. П. Авдусиным, В. П. Батуриным, З. В. Варовой в 1937 г. Было установлено, что лучшими фильтрационными свойствами обладают кварцевые пески вследствие низкой сорбционной способности кварца. Наличие трещин спайности и таблитчатый габитус большинства минералов, слагающих полимиктовые песчаники, а также более высокая их сорбционная емкость значительно снижают коэффициент фильтрации флюидов.

Среди факторов, влияющих на формирование порового пространства коллекторов, т.е. их коллекторского потенциала, существенная роль принадлежит глинистым минералам, присутствующим в виде примеси или цемента. Первичная пористость глинистых осадков значительно выше пористости песчаных. Пористость свежеотложенных тонких глинистых осадков превышает 80 % (Ханин, 1969). Наибольшую пористость имеет осадок, образующийся в воде, свободной от электролитов. Но высокая пористость глинистых осадков на стадии седиментогенеза не означает заложения хороших коллекторских свойств породы. Во-первых, в глинах преобладает закрытая или частично открытая пористость, во-вторых, большая часть пор заполнена водой, следовательно, эффективная пористость пород мала.

Степень влияния минерального состава глинистых примесей на коллекторские свойства пород тесно связана со строением их кристаллической решетки. Установлено, что максимально снижают проницаемость пород минералы монтмориллонитовой группы. Добавление 2 % монтмориллонита к крупнозернистому кварцевому песчанику снижает его проницаемость в 10 раз, а 5 % монтмориллонита — в 30 раз. Этот же кварцевый песчаник с примесью каолинита 15 % все еще сохраняет хорошую проницаемость.

На фильтрацию флюидов через коллектор влияет также форма выделения глинистого вещества в поровом пространстве коллектора. Если глинистый матрикс распределен равномерно, то влияние глинистого вещества тем сильнее, чем мельче зерна породы и хуже сортированность обломочного материала, т.е. сложнее структура порового пространства. При равномерном распределении глинистое вещество превращает первоначально крупные поры в мелкие, тупиковые, а сообщающиеся поры приобретают сложные очертания, что препятствует движению нефти по пласту. И чем больше глинистого вещества, тем больше усложняется конфигурация пор и затрудняется движение флюида по пласту.

Существенно влияет на уменьшение размера пор способность глинистых минералов к пластическим деформациям. При увеличении статистической нагрузки на коллектор с равномерно распределенным глинистым цементом глинистое вещество вследствие своей пластичности способно заполнить эффективные каналы, что может привести к полной потере породой емкостных и фильтрационных свойств. В этом случае коллектор становится покрышкой и может экранировать залежи нефти в нижележащих коллекторах.

Кроме глинистого вещества роль цемента в терригенных породах могут выполнять карбонатные минералы, соли, кремнезем и др.

Соли (гипс, ангидрит и пр.) ухудшают коллекторские свойства. Так, песчаники с базальным гипс-ангидритовым цементом являются практически флюидоупорами. Присутствие кремнистого цемента (опаловый, халцедоновый, кварцевый) также негативно сказывается на фильтрационно-емкостных свойствах пород. Но, учитывая высокую хрупкость кремнистых пород, при глубоком катагенетическом преобразовании породы могут приобрести вторичную трещинную пористость. Распространенным минеральным типом цемента в терригенных породах является карбонатное вещество, которое неоднозначно влияет на коллекторские свойства и подробно рассматривается ниже.

При петрографической характеристике породы важно указывать морфологию и размеры пустотного пространства (% от площади шлифа) и его генетическую приуроченность (например, седиментационная межзерновая пористость, поры выщелачивания в кальцитовом цементе, поры перекристаллизации цемента, микротрещины обломочных зерен и цементирующего вещества и др.) в соответствии со схемой описания, приведенной в разделе 2.1.

Таким образом, при характеристике петрографических признаков терригенных пород-коллекторов следует подробно характеризовать структуру (размер зерен, степень их окатанности, изометричности, сортированности); текстуру (характер укладки и ориентировки зерен); соотношение зерен и цемента в породе (в %); минеральный состав обломочных зерен и степень их измененности; минеральный состав цемента, а также морфологию и размеры пустотного простанства.

2.3. Петрографические признаки карбонатных

Карбонатные породы-коллекторы — это прежде всего известняки и доломиты. Данные породы характеризуются сложным характером пустотного пространства, формирование которого определяется как их структурно-текстурными особенностями, закладывающимися в стадию седиментации, так и постседиментационными преобразованиями. Спецификой карбонатных пород является широкий спектр структурных видов и меньшая по сравнению с алюмосиликатным веществом терригенных пород устойчивость породообразующих карбонатных минералов в условиях недр. Именно карбонатные породы наиболее часто представляют собой коллекторы сложного типа. В зависимости от стадий литогенеза выделяются поры седиментационного происхождения, обязанные своим появлением процессам осадконакопления, и постседиментационные, обусловленные диагенетическими и эпигенетическими преобразованиями осадка и породы.

В качестве первичных (седиментационных) компонентов известняков могут выступать зерна: обломочные (литокласты и интракласты); биоморфные (цельноскелетные, детритовые, шламовые, пеллетовые), сфероагрегатные (оолиты, пизолиты, сферолиты, комки и др.), кристаллы различной размерности. Кроме того, известняки могут представлять собой каркасные постройки (водорослевые, коралловые, кораллово-мшанковые), которые обычно характеризуются высокой полезной емкостью. Структурное разнообразие первичных доломитов существенно меньшее. Чаще всего они представлены мелко- и тонкозернистыми кристаллитовыми или сфероагрегатными структурными разновидностями.

Пористость карбонатных пород, сложенных обломочными, биоморфными, сфероагрегатными зернами, в той или иной степени напоминает пористость терригенных осадков и характеризуется по той же схеме. Особенностью карбонатных осадков, сложенных органическими остатками, является наличие кроме межзерновой внутриформационной пористости (пустоты в скелетных остатках).

К петрографическим признакам, контролирующим первичную пористость карбонатных пород-коллекторов, относятся:

  • 1) структурный тип зерен (обломочные, биоморфные, оолиты, сферолиты, др.) и степень их сохранности (цельноскелетные, биодетритовые, шламовые);
  • 2) минеральный состав карбонатных минералов (по данным окрашивания ализариновым красным с соляной кислотой диагностируются кальцит и доломит, оценивается их процентное соотношение);
  • 3) форма, размер зерен или форменных образований;
  • 4) сортированность;
  • 6) наличие или отсутствие микритового заполнителя.
  • Морфология и размер седиментационных пор определяются генетическим типом и размерами структурных компонентов. Первичными порами являются промежутки между органическими остатками, комками, сгустками, оолитами, обломками пород, не затронутых растворением. Распределяются в породе межформенные седиментационные поры равномерно или неравномерно. В тонкозернистых (кристаллитовых) породах или тонкозернистом цементе поры представляют собой промежутки между тонкими зернами кальцита, доломита. Размер седиментационных пор в известняках и доломитах обычно меньше размера форменных элементов ( -16 до n ? 10 -12 м2 . Общая особенность коллекторов порового типа (в случае, если их поровое пространство не заполнено углеводородами) — постепенное понижение коллекторских свойств с глубиной вследствие уплотнения породы, минерального новообразования и других процессов.

    Трещинный тип породы-коллектора характеризуется тем, что фильтрующее поровое пространство в нем представлено открытыми (зияющими) трещинами. Трещинный коллектор обладает низкой трещинной пористостью, обычно не более 2,5-3 %. Вместе с трещинными порами в породе могут быть и межзерновые (межгранулярные),

    Таблица 3. Классификация коллекторов нефти и газа

    Смотрите еще:

    • Закон гольдшмидта Геохимическая классификация элементов ГЕОХИМИЧЕСКАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ ЭЛЕМЕНТОВ (а. geochemical classification of elements; н. geochemische Elementenklassifizierung; ф. classification geochimique des elements; и. clasificacion geoquimica de […]
    • Что такое psv суда Судно снабжения морских буровых платформ, проект VS 485 PSV Судно предназначено для снабжения морских буровых платформ: перевозка бурового раствора, сыпучих грузов, метанола и генеральных грузов на открытой палубе; участие в […]
    • Реестр на почту образец You are here Бланки почтовых отправлений Бланки почтовых отправлений применяются для регистрируемых почтовых отправлений в зависимости от вида и категории пересылаемого почтового отправления. Порядок их использования бланков изложен во […]
    • Правила сдачи экзамена на водительские права Новые правила сдачи экзамена на водительские права Новый Административный регламента Министерства внутренних дел Российской Федерации по предоставлению государственной услуги по проведению экзаменов на право управления транспортными […]
    • Немецкое пособие для детей BAMF - Bundesamt für Migration und Flüchtlinge - Пособие на ребенка и другие выплаты навигация и сервис Человек в центре внимания – обеспечить безопасность. Реализовать шансы. Жить переменами. Иммиграция в Германию Добро пожаловать в […]
    • Стран входит в состав опек ОПЕК — расшифровка Нефть — это сила ОПЕК появилась в 1960 году, когда колониальная система мира рушилась и на международной сцене начали появляться новые независимые государства в основном африканские или азиатские. В то время их […]
    • Отдел защиты прав потребителей белгород Отдел защиты прав потребителей белгород Измерительные трансформаторы тока серии ТВ-ЭК Модуль управления насосами MCX CP (PCM CP) ФФД 1.05. обязателен к проверке Сочи 2018: гостевой дом "Грант" п. Вардане Однокомнатная […]
    • Кто создал периодический закон химических элементов Кто создал периодический закон химических элементов Основной закон химии - Периодический закон был открыт Д.И. Менделеевым в 1869 году в то время, когда атом считался неделимым и о его внутреннем строении ничего не было известно. В основу […]